Suomen ydinpolttoainekierto

(1)

Lappeenranta University of Technology Faculty of Technology. LUT Energy Research report 16

Otso-Pekka Kauppinen

SUOMEN YDINPOLTTOAINEKIERTO

Lappeenrannan teknillinen yliopisto Teknillinen tiedekunta. LUT Energia Pl 20

53851 LAPPEENRANTA ISBN 978-952-265-123-5 ISBN 978-952-265-124-2 (PDF) ISSN 1798-1328

Lappeenranta 2011

(2)

Lappeenranta 2011 47 s.

Teknillinen tiedekunta. LUT Energia – Tutkimusraportti 16 ISBN 978-952-265-123-5

ISBN 978-952-265-124-2 (PDF) ISSN 1798-1328

Suomessa on nykyisin käytössä avoimen ydinpolttoainekierron politiikka missä käytetty polttoaine loppusijoitetaan suoraan ilman jälleenkäsittelyä. Nykyisin kehitteillä olevat uuden sukupolven ydinreaktorit ovat kuitenkin pääosin suunniteltu osittain tai kokonaan suljetuille polttoainekierroille, joissa käytetty polttoaine jälleenkäsitellään ja osa materi- aaleista kierrätetään. Tässä tutkimusraportissa on tarkoitus arvioida Suomen ydinvoimakapasiteetin ja ydinpolttoainekierron kehitystä tulevina vuosikymmeninä sekä arvioida käytetyn polttoaineen jälleenkäsittelyn, kierrätyksen ja nopeiden reaktoreiden käyt- töönoton vaikutusta muun muassa uraanin kulutukseen, syntyvän käytetyn polttoaineen määrään sekä polttoainekierron taloudellisuuteen. Lisäksi työssä arvioidaan Talvivaaran ja Soklin sivutuotteena saatavan uraanin riittävyyttä Suomen uraanintarpeen kattami- seksi. Työssä arvioitiin ensin oletuksien ja nykyisen tilanteen avulla Suomen ydinvoimakapasiteetin kehitys tuleville vuosille. Perustuen tähän kehitykseen nykyistä polttoai- nekiertoa verrattiin tämän jälkeen kahteen kehittyneempään polttoainekiertoversioon, joissa käytetty polttoaine jälleenkäsitellään, plutonium kierrätetään uudelleen polttoai- neeksi ja osa termisistä reaktoreista korvataan nopeilla. Polttoainekiertoversioiden massavirtojen määrittämisessä käytettiin apuna kansainvälisen atomienergiajärjestön kehit- tämää Nuclear Fuel Cycle Simulation System -ohjelmaa. Nykyisellä polttoainekierrolla uraanintarve oli laskelmien perusteella noin 100 tuhatta tonnia vuoteen 2100 mennessä.

Jälleenkäsittelyn ja plutoniumin kierrätyksen avulla uraanin tarve saatiin pudotettua noin 75 tuhanteen tonniin. Korvaamalla puolet ydinvoimakapasiteetista nopeilla reaktoreilla vuosina 2074 ja 2080 vähentäisi uraanintarvetta edelleen noin 66 tuhanteen tonniin. Kerääntyneen käytetyn polttoaineen määräksi arvioitiin nykyisen kaltaisella polttoainekierrolla noin 11900 tonnia vuoteen 2100 mennessä. Nopeiden reaktoreiden käyt- töönoton myötä kerääntyneen käytetyn polttoaineen määrä vähenisi edelleen noin 11200 tonniin vuoteen 2100 mennessä. Talvivaaran ja Soklin uraanintuotanto riittäisi laskelmien mukaan kattamaan Suomen uraanintarpeen nykyisellä polttoainekierrolla vuoteen 2070 asti ja kehittyneemmillä polttoainekierroilla vuosiin 2089 ja 2106 asti riippuen polttoainekierrosta. Polttoainekierron kustannukset nousivat polttoaineen jälleenkäsitte- lyn ja kierrätyksen myötä noin 50-67 % suuremmiksi nykyiseen polttoainekiertoon verrattuna. Investointi- sekä käyttö- ja kunnossapitokustannuksien erot olivat eri versioiden välillä pienet, mistä johtuen myös kokonaiskustannuksien erot jäivät pieniksi.

Avainsanat: ydinpolttoainekierto, Suomi, kustannukset, uraani

(3)

Lappeenranta 2011 47 p.

Faculty of Technology. LUT Energy – Research Report 16 ISBN 978-952-265-123-5

ISBN 978-952-265-124-2 (PDF) ISSN 1798-1328

Current nuclear fuel cycle used in Finland is open once-through fuel cycle in which spent fuel is disposed directly without any reprocessing. However, future nuclear energy systems, which are now under development, are planned to utilize mainly partly or fully closed fuel cycles where spent nuclear fuel is reprocessed and reusable compounds are recycled back to fuel fabrication process. The objective of this report is to evaluate development of Finland´s nuclear capacity and nuclear fuel cycle in coming years, and also evaluate impact of spent fuel reprocessing, recycling and introducing of fast reactors on uranium consumption, amount of spent nuclear fuel and economy of nuclear energy. In addition uranium production in Talvivaara and Sokli mines was evaluated.

Finland´s nuclear capacity for coming years was first evaluated based on current situa- tion and some assumptions. Then, based on preceding capacity, two advanced nuclear fuel cycle scenarios were compared to today´s once-through fuel cycle. Mass flows between different fuel cycle processes were calculated with IAEA´s Nuclear Fuel Cycle Simulation System. According to the results, uranium need for recent open nuclear fuel cycle was about 100 thousand tons by 2100. With reprocessing and plutonium recycling uranium need was dropped in 75 thousand tons by 2100. Replacing half of the nuclear capacity with fast reactors in 2074 and 2080, uranium need reduced further in 66 thousand tons by 2100. Accumulated amount of spent nuclear fuel was with open nuclear fuel cycle about 11900 tons by 2100 and with fast reactors about 11200 tons by 2100.

Uranium production from Talvivaara and Sokli were evaluated to be sufficient to cover Finland´s uranium need up to year 2070 with open nuclear cycle and with advanced fuel cycles up to 2089 and 2106. Fuel cycle costs increased with reprocessing and fuel recycling about 50-67 % compared to open fuel cycle. However, investment and operation&maintenance costs were very similar between different scenarios, so difference between total costs stayed relatively low.

Keywords: Nuclear Fuel Cycle, Finland, Cost, Uranium

(4)

2 SUOMEN SÄHKÖNTUOTANTO JA -KULUTUS... 6

3 YDINVOIMATEOLLISUUS SUOMESSA... 8

3.1 Ydinvoimalaitokset ... 8

3.2 Ydinjätehuolto... 10

3.3 Uraanin tuotanto... 11

4 SUOMEN YDINVOIMASEKTORI TULEVAISUUDESSA... 13

4.1 Suomen ydinvoimakapasiteetin arvioitu kehitys ja muita oletuksia ... 13

4.2 Erilaiset tulevaisuuden versiot ... 15

5 MASSAVIRTOJEN MÄÄRITYS... 16

5.1 NFCSS-ohjelma ... 16

5.2 Tulokset ... 17

6 TALOUDELLINEN TARKASTELU ... 24

6.1 Laskentamenetelmät... 24

6.2 Tulokset ... 31

6.3 Herkkyystarkastelu... 36

7 YHTEENVETO... 39

LÄHTEET... 41

(5)

BWR Kiehutusvesireaktori (Boiling Water Reactor)

CAIN NFCSS:n sisäinen laskentaohjelma, joka laskee yksittäisten nuklidien osuudet polttoaineessa (Calculation of Actinide Inventory)

CEA Ranskan atomienergiakomissio

DepU Köyhdytetty uraani (Depleted Uranium)

EFR Eurooppalainen nopea reaktori (European Fast Reactor) EnrU Rikastettu uraani (Enriched Uranium)

EPR Eurooppalainen painevesireaktori (European Pressurized Water Reactor) Euratom Euroopan aromienergiayhteisö (European Atomic Energy Community) FE Fennovoiman reaktoriyksikkö

FP Fissiotuotteet (Fission Products) FR Nopea reaktori (Fast Reactor)

GIF Neljännen fissiosukupolven kansainvälinen foorumi (Generation IV In ternational Forum)

HLW Korkea-aktiivinen jäte (High Level Waste). Tarkoittaa tässä työssä lop pusijoitettavia fissiotuotteita ja aktinideja.

IAEA Kansainvälinen atomienergiajärjestö (International Atomic Energy Agency)

INL Idahon kansallinen laboratorio (Idaho National Laboratory) LO Loviisan reaktoriyksikkö

LWR Kevytvesireaktori (Light Water Reactor) MA Sivuaktinidit (Minor Actinides)

MOX Uraani- ja plutoniumdioksidi polttoaine (Mixed Oxide fuel) NatU Luonnonuraani (Natural Uranium)

NEA OECD:n ydinenergiajärjestö (Nuclear Energy Agency)

NFCSS IAEA.n kehittämä polttoainekierron simulointiohjelma (Nuclear Fuel Cycle Simulation System)

OECD Taloudellisen yhteistyön ja kehityksen järjestö (Organisation for Econo mic Co-operation and Development)

(6)

PWR Kiehutusvesireaktori (Pressured Water Reactor) SNF Käytetty ydinpolttoaine (Spent Nuclear Fuel) SWU Rikastustyön mitta (Separative Work Unit) TVO Teollisuuden Voima Oyj

U3O8 Uraanirikaste (``yellow cake´´) UF6 Uraaniheksafluoridi

UO2 Uraanidioksidi USD Yhdysvaltain dollari

Symbolit

B Palama [GWd/kg]

E Sähköenergia [MWh]

H Polttoainekiertoprosessin yksikköhinta [€/kg], [€/SWU]

I Investointikustannus [€]

IR Rakennusaikainen investointi [€]

K Kustannukset tuotettua sähköenergiaa kohti [€/MWh]

KK Käyttö- ja kunnossapitokustannus [€]

L Reaktorin kaupallinen pitoaika [a]

M Polttoainekiertoprosessin käsittelemä massavirta [kg/a], [SWU/a]

P Sähköteho [MW]

PA Polttoainekustannus [€]

RMOX Plutoniumin osuus MOX-polttoaineessa [-]

RUO2 Fissiilin uraanin osuus UO2-polttoaineessa [-]

RT Polttoaineen aika reaktorissa [d]

r Korkokanta [-]

SP Polttoaineen tehotiheys [kW/kg]

t Aika, rakennusvuosi [a]

(7)

k kiinteät käyttö- ja kunnossapitokustannukset ko reaktorin käyttöönotto

korot korkokustannukset

m muuttuvat käyttö- ja kunnossapitokustannukset suorat suorat kustannukset

t vuosi

tot kokonais-

(8)

1 JOHDANTO

Suomessa on nykyisin käytössä avoimen ydinpolttoainekierron politiikka missä käytetty polttoaine loppusijoitetaan suoraan ilman jälleenkäsittelyä. Nykyisin kehitteillä olevat uuden sukupolven ydinreaktorit ovat kuitenkin pääosin suunniteltu osittain tai kokonaan suljetuille polttoainekierroille, joissa käytetty polttoaine jälleenkäsitellään ja osa materi- aaleista kierrätetään.

Tämän raportin tarkoituksena on tarkastella kehittyneitä ydinpolttoainekiertoja Suomen näkökulmasta. Työssä on ensin arvioitu seuraavien vuosien aikana tapahtuvia mahdollisia muutoksia Suomen ydinvoimateollisuudessa ja ydinsähkön tuotannossa. Näiden ole- tusten perusteella on edelleen vertailtu kolmen erilaisen polttoainekiertoversion avulla polttoaineen jälleenkäsittelyn, plutoniumin kierrätyksen sekä nopeiden reaktoreiden käyttöönoton vaikutusta polttoainekierron ympäristövaikutuksiin ja taloudellisuuteen.

Työn tavoitteena on muun muassa arvioida eri polttoainekiertoversioiden uraanin kulutusta, syntyvän käytetyn polttoaineen ja korkea-aktiivisen jätteen määrää sekä eri polt- toainekiertojen taloudellisuutta. Lisäksi työssä on tavoitteena arvioida Talvivaaran ja Soklin uraanintuotantoa sekä verrata sitä Suomen ydinvoimaloiden uraanin kulutukseen tulevina vuosikymmeninä.

Luvuissa 2 ja 3 tarkastellaan lähemmin Suomen nykyistä ja tulevaa sähköntuotantoa ja - kysyntää, käydään läpi Suomessa tällä hetkellä sähkön tuotannossa ja rakennus- tai suunnitteluvaiheessa olevat reaktorit sekä tarkastellaan Suomen muuta ydinpoltto- ainekiertoon liittyvää teollisuutta. Tämän jälkeen luvussa 4 on esitelty tässä työssä käy- tettyjä oletuksia sekä mahdollisia tulevaisuuden versioita Suomen ydinvoimasektorista.

Luvuissa 5 ja 6 lasketaan ja vertaillaan eri versioita muun muassa uraanin kulutuksen, syntyvän käytetyn polttoaineen määrän ja taloudellisuuden suhteen. Lopuksi luvussa 7 on esitetty yhteenveto tutkimuksen tärkeimmistä tuloksista.

Tämä raportti perustuu (ja esiintyy myös kokonaisuudessaan) Otso-Pekka Kauppisen [2011] diplomityöhön Kehittyneiden ydinpolttoainekiertojen ympäristövaikutusten ja taloudellisuuden arviointia.

(9)

2 SUOMEN SÄHKÖNTUOTANTO JA -KULUTUS

Suomen virallisen tilaston [2010a], [2010b] mukaan Suomen sähkönkulutus on vaihdel- lut 2000-luvulla noin 80-90 TWh välillä, kun se vuonna 2007 oli suurimmillaan, noin 90,4 TWh. Vuonna 2009 sähkönkulutus oli kokonaisuudessaan 81,3 TWh, josta noin 69,2 TWh tuotettiin kotimaassa (noin 85 %) ja noin 12,1 TWh siirrettiin ulkomailta.

Kuvassa 1 on esitetty Suomessa vuonna 2009 tuotettu sähkö eri tuotantomuotoihin jao- teltuina. Ydinvoimalla tuotetun sähkön osuus oli vuonna 2009 Suomessa noin kolmannes eli 22,6 TWh. Tuotanto on pysynyt suurin piirtein samalla tasolla viime vuodet, mutta osuudet ovat vaihdelleet sähkön kulutuksen muuttuessa. Esimerkiksi vuonna 2007 ydinvoimalla tuotetun sähkön osuus Suomen kokonaistuotannosta oli vain noin 25

%. Loput sähköstä tuotetaan pääosin sähkön ja lämmön yhteistuotannolla, lauhdevoi- malla sekä vesivoimalla. [SVT 2010a], [SVT 2010b]

18 %

0 %

33 % 13 %

36 %

Vesivoima

Tuulivoima

Ydinvoima

Lauhdevoima

Sähkön ja lämmön yhteistuotanto

Kuva 1. Suomessa tuotettu sähkö tuotantomuodoittain vuonna 2009. [SVT 2010b]

Valtioneuvoston vuonna 2008 eduskunnalle toimittamassa pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategiassa [TEM 2008] on arvioitu sähköenergian kysyntää aina vuoteen 2050 asti. Strategiassa arvioitiin sähkön kysyntää niin sanotussa perusurassa, joka vastaisi nykytoimien ja -kehityksen kulutusta, sekä tavoiteurassa, joka ottaisi huomioon kaikki

(10)

tulevat toimenpiteet kansallisiin ja EU:n ilmastotavoitteisiin pääsemistä varten. Perus- urassa strategia olettaa sähkön kulutuksen kasvavan 103 TWh vuoteen 2020 mennessä ja edelleen 116 TWh vuoteen 2050 mennessä. Tavoiteurassa sähkön kulutuksen on oletettu kasvavan vuoteen 2020 mennessä 98 TWh, jonka jälkeen kulutus kääntyisi laskuun ja olisi vuonna 2050 noin 80 TWh. [TEM 2008, 2, 45] Elinkeinoelämän keskusliiton (EK) ja Energiateollisuus ry:n tekemässä selvityksessä [EK & Energiateollisuus 2009, 19] sähkönkulutukseen taas arvioidaan nousevan vuoteen 2030 mennessä jo 110-115 TWh.

(11)

3 YDINVOIMATEOLLISUUS SUOMESSA

Suomessa on nykyisin käytössä avoimen polttoainekierron politiikka missä käytetty ydinpolttoaine loppusijoitetaan suoraan ilman jälleenkäsittelyä. Uraanin louhintaan, konversioon, rikastukseen tai polttoaine-elementtien valmistukseen liittyvää toimintaa ei ole, vaan voimalaitosten käyttämä polttoaine valmistetaan kokonaan ulkomailla. Käy- tetyn polttoaineen huoltoa varten Suomessa on käytetyn polttoaineen väliaikaisvarastot voimalaitosalueilla ja rakenteilla käytetyn polttoaineen loppusijoitustilat, joiden on tarkoitus aloittaa toiminta vuonna 2020. [IAEA 2005, 39-40] Reaktoreita on Suomessa täl- lä hetkellä toiminnassa yhteensä neljä. Lisäksi yksi reaktori on rakenteilla ja kahdelle on valtioneuvosto antanut myönteisen periaatepäätöksen. [IAEA 2009b, luvut 2.2.1, 2.2.4], [Valtioneuvosto 2010a, 13], [Valtioneuvosto 2010b, 15]

Vaikka ydinenergialain mukaista uraanin kaivostoimintaa ei Suomessa parhaillaan ole, on kaivosyhtiö Talvivaara Sotkamo Oy jättänyt kuitenkin vuonna 2010 valtioneuvostolle lupahakemuksen koskien sivutuotteena saatavan uraanin talteenottoa. [Talvivaara 2010a, 1] Seuraavissa kappaleissa on esitelty tarkemmin Suomen voimalaitoksia, käyte- tyn polttoaineen huoltoa sekä mahdollisia uraanintuotantohankkeita.

3.1 Ydinvoimalaitokset

Suomella on parhaillaan neljä kaupallisessa toiminnassa olevaa ydinreaktoria (taulukko 1), joista kaksi sijaitsee etelärannikolla Loviisassa (LO1-2) ja kaksi länsirannikolla Ol- kiluodossa (OL1-2). Loviisan reaktorit ovat Fortum Power and Heat Oy (Fortum) omistuksessa ja Olkiluodon reaktorit Teollisuuden Voima Oy (TVO) omistuksessa. Koko- naisteho näillä neljällä reaktorilla on yhteensä 2696 MW ja ne ovat kaikki termisiä kevytvesireaktoreita. Olkiluodon reaktorit on toimittanut ruotsalainen yhtiö Asea-Atom (nykyisin Westinghouse Electric Sweden Ab.) ja Loviisan reaktorit on tuotu silloisesta Neuvostoliitosta. Reaktoreiden keskimääräinen käyttökerroin on ollut yli 90 % jo usean vuoden ajan. [IAEA 2009b, luvut 2.1, 2.2.1, 2.2.2] Vuonna 2010 niiden tuottaman säh- köenergian määrä oli yhteensä 21,9 TWh, joka oli 28,4 % kaikesta Suomessa tuotetusta sähköstä [IAEA 2010a]. Loviisan molempien reaktoreiden käyttölupa ulottuu vuosiin

(12)

2027 ja 2030 ja Olkiluodon reaktoreiden käyttölupa vuoteen 2018. [IAEA 2009b, luku 2.2.3] Käyttöluvan loppuminen ei kuitenkaan tarkoita suoraan voimalaitoksen käytön lopettamista, vaan toimija voi tämän jälkeen tarvittaessa hakea uutta lupaa.

Taulukko 1. Suomen kaupallisessa toiminnassa ja rakenteilla olevat ydinreaktorit. [IAEA 2009b, luku 2.2.1]

Reaktori- Tyyppi**

Sähköteho [MWe]

Omistaja Aloitti toiminnan

Käyttölupa päättyy

Loviisa-1 LO1 PWR 488 Fortum 1977 2027

Loviisa-2 LO2 PWR 488 Fortum 1981 2030

Olkiluoto-1 OL1 BWR 860 TVO 1979 2018

Olkiluoto-2 OL2 BWR 860 TVO 1982 2018

Olkiluoto-3 OL3 PWR 1600 TVO 2014* 2074*

* kirjoittajan arvio

** PWR (Pressure Water Reactor) = painevesireaktori, BWR (Boiling Water Reactor) = kiehutusvesireaktori.

Vuonna 2002 Suomen eduskunta teki periaatepäätöksen Suomen viidennestä ydinvoi- malaitoksesta. Olkiluotoon rakenteilla olevan reaktorin (OL3) rakennuttajana toimii TVO ja toimittajina ovat ranskalainen AREVA NP sekä saksalainen Siemens AG. Re- aktori on EPR-tyyppinen (European Pressure Reactor) painevesireaktori, jonka sähköte- ho on 1600 MWe. [IAEA 2009b, luku 2.2.4] Voimalan rakentaminen alkoi vuonna 2005 ja sen oli alun perin tarkoitus valmistua toukokuussa 2009, mutta ongelmat voimalaitoksen rakennus- ja suunnittelutöissä ovat pitkittäneet aikataulua [IAEA 2009b, luku 2.2.4], [STT 2010]. Rakennuslehden uutisen 7.6.2010 [STT 2010] mukaan Olkiluodon kolmannen reaktorin rakennustöiden pitäisi valmistua vuoden 2012 lopulla, ja sähkön tuotantoon pitäisi päästä vuonna 2013.

Nykyisten toiminnassa ja rakenteilla olevien reaktoreiden lisäksi Suomen valtioneuvos- to hyväksyi 6.5.2010 kahden uuden voimalaitosyksikön periaatepäätöshakemukset (PAP-hakemus). Uusien voimalaitosten rakennuttajina ovat TVO ja Fennovoima Oy (Fennovoima). TVO:n suunnitelmana on rakentaa neljäs yksikkö Olkiluotoon (OL4), kun taas Fennovoima aikoo sijoittaa voimalaitoksen joko Pyhäjoelle tai Simoon. TVO haki lupaa yhden yksikön rakentamiseen, joka olisi sähköteholtaan 1000-1800 MW ke-

(13)

vytvesireaktori. Fennovoima haki lupaa yhden tai kahden kevytvesireaktoriyksikön rakentamiseen, joiden sähköteho olisi yhteensä 1500–2500 MW, mutta myönteinen peri- aatepäätös annettiin vain vain yhdelle yksikölle. Myös Fortum haki lupaa kolmannelle Loviisan yksikölle (LO3), mutta valtioneuvosto hylkäsi esityksen. Hakemus koski yhtä voimalaitosyksikköä, joka olisi ollut sähköteholtaan 1000–1800 MW ja tyypiltään kevytvesireaktori. [Valtioneuvosto 2010a, 7, 13], [Valtioneuvosto 2010b, 7, 15], [Valtio- neuvosto 2010c, 1, 9]

3.2 Ydinjätehuolto

Suomessa on tällä hetkellä kaksi väliaikaisvarastoa käytetylle polttoaineelle. Toinen sijaitsee Olkiluodon voimalaitosalueella ja toinen Loviisan voimalaitosalueella. Molem- missa tapauksissa varastot ovat niin sanottuja vesiallasvarastoja. [IAEA 2010b], [IAEA 2005, 40] Tällä hetkellä Olkiluodon polttoainevarasto on mitoitettu noin 30 reaktori- vuoden käytöstä aiheutuvan käytetyn polttoaineen määrälle. Vuonna 2009 Olkiluodossa aloitettiin varaston laajennusprojekti, joka on tarkoitus saada valmiiksi vuonna 2014.

Laajennuksella on tarkoitus lisätä varaston kapasiteettiä niin, että loput OL1-2:n käyte- tystä polttoaineesta sekä kaikki uuden OL3:n käytetystä polttoaineesta mahtuvat varas- toihin. Loviisassa varastoaltaiden määrää on lisätty viimeksi vuonna 2000. Altaita on tarkoitus varustaa tiheämmillä telineillä niin, että kapasiteetti riittää vuoteen 2020 asti, jolloin käytetyn polttoaineen loppusijoitus on tarkoitus aloittaa. [Posiva 2009a, 8] Olki- luodon neljättä reaktoriyksikköä varten TVO on ajatellut rakentaa Olkiluodon laitosalu- eelle joko uuden erillisen varaston tai laajentaa edelleen vanhaa. [Valtioneuvosto 2010a, 103] Fennovoima aikoo rakentaa omalle laitosalueelleen erillisen varaston, joka kattaa koko voimalaitoksen elinkaaren ajalta syntyvän käytetyn polttoaineen määrän. Varasto olisi joko vesiallas- tai kuivavarasto. [Valtioneuvosto 2010b, 160]

Käytetyn ydinpolttoaineen loppusijoitusta on kehitelty Suomessa jo 1980-luvun alku- puolelta asti [IAEA 2005, 40]. Vuonna 2000 valtioneuvosto teki loppusijoitusta koske- van periaatepäätöksen, jolla annettiin lupa rakentaa loppusijoitustilat LO1-2:n ja OL1- 2:n toiminnasta syntyvälle käytetylle polttoaineelle. Myöhemmin lupaa laajennettiin koskemaan myös OL3:n ja OL4:n käytettyä polttoainetta. [Valtioneuvosto 2010d, 7-8]

(14)

Käytetyn ydinpolttoaineen loppusijoitustilan tutkimus- ja kehitystyöstä, suunnittelusta ja käyttöönotosta vastaa Posiva Oy (Posiva), joka on Fortumin ja TVO:n omistuksessa oleva yritys [IAEA 2009b, luku 2.5.2]. Loppusijoituslaitos rakennetaan TVO:n Olki- luodon voimalaitosalueelle. Laitos koostuu noin 400–700 metrin syvyyteen rakennetta- vista loppusijoitustiloista ja maanpäälle rakennettavasta kapselointilaitoksesta sekä sen erilaisista apu- ja oheistiloista. Kuparikapseleihin pakattu käytetty polttoaine sijoitetaan loppusijoitustilan lattiaan tai seiniin porattaviin 6-8 metriä pitkiin reikiin, jotka tiiviste- tään esipuristetulla bentoniittisavella. Loppusijoitustilan tarvitsema kalliotilavuus riippuu loppusijoitettavan polttoaineen määrästä ja ominaisuuksista. [Posiva 2009b, 10, 19- 20] Loppusijoitustilat on tarkoitus rakentaa välillä 2013-2019 ja käytetyn polttoaineen loppusijoittaminen on tarkoitus aloittaa vuonna 2020. [Kukkola et al. 2005, 5]

Loppusijoitustilaan on tarkoitus sijoittaa kaikki nykyisistä Loviisan ja Olkiluodon reaktoreista tuleva käytetty polttoaine sekä lisäksi vielä nykyään rakenteilla olevan OL3- yksikön sekä suunnitteluvaiheessa olevan OL4-yksikön käytetty polttoaine. Näiden yk- siköiden toiminnasta syntyvän käytetyn polttoaineen määrän on arvioitu olevan enintään 9000 tU. [Valtioneuvosto 2010d, 7-8, 14] Myös Fennovoiman ensisijaisena tavoitteena on loppusijoittaa käytetty polttoaine Olkiluodon loppusijoitustiloihin. Vaikka Fenno- voima ei olekaan osallisena Posivan toiminnassa, voi työ- ja elinkeinoministeriö tarvittaessa määrätä yhteisen edun nimissä, että Suomen ydinvoimatoimijat tekevät yhteistyö- tä käytetyn polttoaineen huollossa. Muussa tapauksessa Fennovoima on PAP- hakemuksen mukaan valmis rakentamaan uuden loppusijoitustilan, joka perustuisi sa- maan menetelmään kuin Posivan loppusijoitusmenetelmäkin. [Valtioneuvosto 2010b, 161] Jos Fennovoiman reaktorin elinaikana syntyvän käytetyn polttoaineen määrä on suurin piirtein sama kuin OL4:n (enintään 2500 tU [Valtioneuvosto 2010d, 8]), nousisi Olkiluotoon loppusijoitettavan käytetyn polttoaineen määräksi enintään 11500 tU.

3.3 Uraanin tuotanto

Talvivaaran kaivos on Talvivaaran kaivososakeyhtiö Oyj:n omistuksessa ja sen tär- keimmät tuotteet ovat nikkeli, sinkki ja kupari. Kaivos on yksi Euroopan suurimmista sulfidisen nikkelin esiintymistä ja malmivarojen on arvioitu riittävän vähintään 46 vuo-

(15)

deksi. Talvivaaran kaivostoimintaa harjoittaa Talvivaaran kaivososakeyhtiö Oyj:n tytär- yhtiö Talvivaara Sotkamo Oy (Talvivaara Sotkamo), joka aloitti louhinnan Talvivaaras- sa vuonna 2008. Tuotantotekniikkana kaivoksella käytetään bioliuotustekniikkaa, jonka avulla metalleja voidaan erottaa matalapitoisestakin malmista taloudellisesti kannatta- vasti. Talvivaara Sotkamon tekemien tutkimusten perusteella muiden metallien talteenoton yhteydessä malmista olisi mahdollista ottaa talteen myös uraania. Talteen otettava määrä olisi pieni muihin metalleihin verrattuna, eikä pelkän uraanin louhinta olisi taloudellisesti kannattavaa. Talvivaara Sotkamo toimitti uraanin talteenoton lupahakemuksen valtioneuvostolle 20.4.2010 ja asetti ympäristövaikutusten arviointiselostuksen nähtävil- le 1.12.2010. Talteenottolaitoksen noin vuoden mittaiset rakennustoimet on tarkoitus aloittaa vuonna 2011. Tuotanto on tarkoitus aloittaa tämän jälkeen, kun tarvittavat luvat on saatu. [Talvivaara 2010b, 20-21, 28]

Uraani on tarkoitus ottaa talteen uuttomenetelmällä, koska sen katsotaan olevan ainut teknis-taloudellisesti kannattava menetelmä. Uraani liukenee bioliuotuksessa muiden metallien tavoin malmista pääliuokseen, jonka uraanipitoisuus on noin 20 mg/l. Tästä arvioidaan saatavan uuttamalla talteen ainakin 90 %. Uuttamisprosessin jälkeen erotettu uraani käy läpi erilaisia saostus-, suodatus- ja kuivausprosesseja, joiden avulla se muo- kataan hieman kosteaksi uraanioksidisakaksi (uraanirikaste eli yellow cake), joka sisäl- tää noin 70-80 % luonnonuraania. Rikaste sisältää erilaisia uraanin oksideja, kuten UO2, UO3, UO4, U3O8. Tuote pakataan ilmatiiviisiin terästynnyreihin ja siirretään varastoon odottamaan kuljetusta. Tuotettu uraanirikaste on tarkoitus viedä ulkomaille, jossa siitä edelleen jatkojalostetaan ydinpolttoainetta. Vuosittaiseksi Talvivaaran uraanioksidin tuotantomääräksi on arvioitu 350-500 tU. [Talvivaara 2010b, 27-30]

Talvivaaran lisäksi Yara Suomi Oy suunnittelee kaivoshanketta Itä-Lapissa sijaitsevaan Sokliin, jossa päätarkoituksena olisi hyödyntää maaperän fosfori- ja rautamalmeja, mutta lisäksi selvittää myös muiden arvoaineiden (kuten uraanin) hyödyntämistä sivutuotteena. Kaivoksen rakentamisvaiheen oletetaan kestävän 2-4 vuotta ja tuotannon on suunniteltu aloitettavan vuonna 2015. Kaivoksen mahdolliseksi toiminta-ajaksi on arvioitu useita vuosikymmeniä. [Pöyry 2009, 1] Geologisen tutkimuskeskuksen [GTK 2010] mukaan Soklin kaivos olisi paljon potentiaalisempi sivutuoteuraanin lähde kuin

(16)

Talvivaara. Esimerkiksi Soklissa malmin uraanipitoisuudeksi on arvioitu 0,01 %, kun taas Talvivaarassa sen on arvioitu olevan 0,001-0,004 %. [GTK 2010]

4 SUOMEN YDINVOIMASEKTORI TULEVAISUUDESSA

Tässä luvussa on esitelty oletuksia Suomen reaktorikokoonpanon kehityksestä tulevina vuosina sekä mahdollisia tulevaisuuden ydinpolttoainekiertoversioita. Luvussa esitetyt oletukset perustuvat kirjoittajan omiin arvioihin sekä luvussa kolme esitettyihin tietoi- hin.

4.1 Suomen ydinvoimakapasiteetin arvioitu kehitys ja muita oletuksia

Kuvassa 2 on esitetty arvio Suomen ydinvoimakapasiteetin muuttumisesta tulevien vuo- sikymmenien aikana. Ydinvoimakapasiteetin oletetaan nousevan väliaikaisesti nykyisel- tä noin 2700 MW tasolta noin 8000 MW tasolle vuoteen 2030 mennessä. Tämän jälkeen se nykyisten laitosten sulkemisen myötä tasapainottuu lopulta noin 6400 MW tasolle.

Kapasiteetin arvioinnissa on käytetty alla lueteltuja oletuksia. Liitteessä I on lisäksi esitetty Suomen reaktoriyksiköiden kehitys aikajanalla.

- OL3 valmistuu vuonna 2013 ja on sähköntuotannossa vuodesta 2014 eteenpäin.

- Hyväksytyn PAP-lausunnon saaneet reaktoriyksiköt OL4 ja FE1 oletetaan saavan rakennusluvan 2010-luvun alkupuolella ja ne ovat sähköntuotannossa vuodesta 2020 eteenpäin.

- Loviisan yksiköiden LO1-2 nykyiset toimiluvat loppuvat vuosina 2027 ja 2030 ja niiden oletetaan lopettavan toiminnan siinä vaiheessa kokonaan. Loviisan lai- tospaikka ei kuitenkaan jää tyhjäksi, vaan Fortum saa hyväksytyn PAP- päätöksen LO3-yksikön rakentamiselle ja aloittaa sähköntuotannon vuodesta 2030 eteenpäin.

- Olkiluodon nykyiset yksiköt OL1-2 suljetaan 60 käyttövuoden jälkeen vuosina 2039 ja 2042.

(17)

- Kaikkien uusien reaktoriyksiköiden oletetaan olevan EPR-tyyppisiä painevesire- aktoreita (tai ainakin ominaisuuksiltaan samankaltaisia), joiden sähköteho on 1600 MW.

- Ydinvoimakapasiteetti jää 6400 MW tasolle vuodesta 2040 eteenpäin.

- Uusien reaktoriyksiköiden eliniäksi oletetaan 60 vuotta, joten yksiköt täytyy vaihtaa uusiin vuosien 2074-2090 välillä.

Vuodesta 2040 eteenpäin Suomen ydinvoimakapasiteetin määrä arvioidaan olevan siis 6400 MW, joka vastaa vuosittaisena sähköenergiana noin 52 TWh. Tämä olisi noin 2,5- kertainen verrattuna nykyiseen ydinvoimalla vuosittain tuotetun sähköenergian mää- rään. Jos verrataan tätä arvoa edellä luvussa 2 esitettyihin arvioihin Suomen sähkön ky- synnästä tulevina vuosina, ydinsähkön osuus sähkön kokonaistuotannosta olisi vuodesta 2040 eteenpäin noin 45 %. Valtioneuvoston pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategi- an tavoiteuran tapauksessa sähkön kysyntä Suomessa arvioitiin olevan vain noin 80 TWh vuonna 2050, joka tarkoittaisi tässä tapauksessa, että ydinsähkön osuus olisi noin 65 %.

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 2070 2075 2080 2085 2090 2095 2100

Aika

Sähköteho [MW]

VVER BWR EPR ?

Kuva 2. Suomen ydinvoimakapasiteetin arvioitu kehitys tulevina vuosina.

(18)

4.2 Erilaiset tulevaisuuden versiot

Tässä työssä tarkastellaan kolmea erilaista versiota Suomen tulevasta ydinvoimakehi- tyksestä. Jokaisessa versiossa edellä luvussa 4.1 esitelty ydinvoimakapasiteetin ennuste on samanlainen, mutta versiot eroavat toisistaan tuoreen polttoaineen ja reaktoreiden sekä käytetyn polttoaineen käsittelyn suhteen. Versioiden aikajakso ulottuu vuoteen 2150. Kaikki tulevat reaktorit on oletettu perussähkön tuotantoon ja niiden sähkötehon on oletettu olevan 1600 MW.

Ensimmäisen versio kuvaa tilannetta, jossa Suomen ydinsähkön tuotantoa jatketaan nykyiseen tapaan. Käytetty polttoaine loppusijoitetaan ja reaktoreissa käytetään pelkästään tavallista kevytvesireaktorien UO2-polttoainetta. Kaikki uudet reaktorit ovat EPR- tyyppisiä kevytvesireaktoreita, eikä nopeita reaktoreita oleteta tulevan käyttöön. Poltto- aineen palamaa nostetaan kuitenkin 45 MWd/kg:sta 60 MWd/kg:aan ja rikastusastetta neljästä prosentista viiteen prosenttiin EPR-tyyppisissä reaktoreissa vuodesta 2020 eteenpäin. Nykyiset OL1-2 ja LO1-2 yksiköissä palaman oletetaan kuitenkin pysyvän nykyisellä tasolla niiden sulkemiseen asti.

Toinen versio on reaktoreiden kannalta samanlainen ensimmäiseen verrattuna, mutta käytettyä polttoainetta aletaan jälleenkäsitellä vuodesta 2030 eteenpäin. Kaikki tämän jälkeen syntynyt käytetty polttoaine oletetaan kuljetettavan ulkomaille jälleenkäsitte- lyyn. Käytetystä polttoaineesta otetaan talteen uraani ja plutonium, mutta korkea- aktiivinen jäte (aktinidit ja fissiotuotteet) tuodaan loppusijoitettavaksi Suomeen. Jäl- leenkäsittelyn lisäksi EPR-tyyppisten reaktoreiden polttoaineesta oletetaan kolmasosa korvattavan MOX-polttoaineella vuodesta 2030 eteenpäin. Palaman nosto tapahtuu samalla tavalla kuin ensimmäisessä versiossa.

Kolmas versio vastaa palaman noston, polttoaineen jälleenkäsittelyn ja MOX- polttoaineen käytön suhteen toista versiota. Kolmannessa versiossa oletetaan lisäksi, että vuonna 2074 käytöstä poistuva OL3-yksikkö ja vuonna 2080 käytöstä poistuva FE1-yksikkö korvataan EFR:n (European Fast Reactor) kaltaisella nopealla reaktorilla.

EFR-tyyppisten reaktoreiden sähköteho on 1580 MWe, joten sillä ei ole paljon vaikutusta tuotetun sähkön määrään, mutta noin puolet on peräisin nopeista reaktoreista.

(19)

5 MASSAVIRTOJEN MÄÄRITYS

Tässä luvussa on esitetty edellä luvussa neljä määrittettyjen eri polttoainekiertoversioiden massavirtojen laskentaa sekä tärkeimpiä tuloksia. Apuna eri versioiden arvioimises- sa on käytetty kansainvälisen atomienergiajärjestön (IAEA) kehittelemää Nuclear Fuel Cycle Simulation System (NFCSS) -ohjelmaa, jota on tarkemmmin esitelty luvussa 5.1.

NFCSS-ohjelmaan syötettävien reaktorien ominaisuuksia on esitetty liitteessä II. Luvus- sa 5.2 on esitetty tärkeimpiä laskentatuloksia.

5.1 NFCSS-ohjelma

NFCSS-ohjelmalla voidaan mallintaa ydinpolttoainekiertojen pitkän aikavälin materiaa- livirtojen ja prosessien tarvetta. NFCSS-ohjelmaa on kehitetty vuodesta 1996 lähtien ja se on aiemmin tunnettu nimellä VISTA. Ohjelma toimii internetin välityksellä, eikä se vaadi ohjelman asennusta omalle tietokoneelle. Käyttäjän kehittämät skenaariot tallen- tuvat IAEA:n palvelimelle, josta ne ovat aina saatavilla riippumatta siitä missä ohjelmaa käytetään. Ohjelma on avoin kaikille IAEA:n jäsenvaltioiden käyttäjille rekisteröitymi- sen ja anomuksen hyväksymisen jälkeen. [IAEA 2009a, 1-3]

NFCSS sisältää yksinkertaisen laskentamenetelmän, jossa syötettävät alkuarvot käsittä- vät vain muutamia perustietoja käytettävistä polttoaineista, reaktoreista ja suunnitellusta polttoainekiertostrategiasta. Tarvittavia alkuarvoja ovat muun muassa polttoaineen palama ja rikastusaste, jälleenkäsittely- ja kierrätysstrategiat, prosessointi- ja varastoin- tiajat, MOX-polttoaineen käytön osuudet sekä erilaisten reaktorien osuudet, tehot ja käyttökertoimet. Laskennasta ulos saatavia parametreja ovat muun muassa eri polttoainekiertoprosessien tarvittavat kapasiteetit ja niiden väliset massavirrat sekä tuotettu korkea-aktiivinen jäte ja sen koostumus (käytetty polttoaine tai fissiotuotteet ja aktinidit riippuen siitä jälleenkäsitelläänkö polttoaine). [IAEA 2009a, 8-9]

Laskenta jakautuu ohjelman sisällä kahteen osaan, joista toinen laskee prosessien väliset massavirrat sekä kapasiteetit ja toinen yksittäisten nuklidien osuudet käytetyssä polttoaineessa. Nuklidien osuuksien laskeminen tapahtuu NFCSS:n sisäisellä CAIN (Calcula-

(20)

tion of Actinide INventory) -ohjelmalla, joka on yksinkertaistettu polttoaineen kulutusta kuvaava ohjelma. Ohjelmaan voi syöttää myös omia reaktoreita ja polttoaineita määrit- telemällä niiden yksityiskohdat manuaalisesti ohjelman kirjastoon. [IAEA 2009a, 6-13]

Myös muita NFCSS:n kaltaisia ohjelmia on runsaasti kehitelty. Näitä ovat muun muassa IAEA:n tutkimusohjelmassa kehitelty Dynamic Energy System – Atomic Energy (DE- SAE), Yhdysvalloissa kehitetyt NUCSim, VISION, DANESS, ja GENIUS sekä Rans- kassa ydintutkimuskeskus CEA:n kehittelemä COSI [Anttila 2010, 3-8]. Tarkempia yk- sityiskohtia kyseisistä ohjelmista löytyy muun muassa Anttilan raportista [Anttila 2009].

5.2 Tulokset

Kuvassa 3 on arvioitu eri versioiden luonnonuraanin kulutus Suomen ydinsähkön tuotannossa vuoteen 2150 asti. Kuvasta nähdään, että jatkamalla nykyisenkaltaisella polttoainekierrolla, tarvittavan uraanin kokonaismäärä nousisi vuoteen 2100 mennessä noin 100000 tonniin uraania ja edelleen vuoteen 2150 mennessä 150000 tonniin. Korvaamal- la UO₂-polttoaineesta kolmasosa MOX-polttoaineella vuodesta 2030 eteenpäin voitaisiin kulutetun uraanin määrää pudottaa vuoteen 2100 mennessä noin 75000 tonniin ja vuoteen 2150 mennessä noin 110000 tonniin. Korvaamalla puolet termisistä reaktoreista nopeilla vuosina 2074 ja 2080 luonnonuraanin tarvetta voitaisiin edelleen vähentää vuoteen 2100 mennessä noin 66000 tonniin ja vuoteen 2150 mennessä 84000 tonniin. Jos kaikki EPR-tyyppiset termiset reaktorit korvattaisiin nopeilla vuosien 2074-2090 välillä, jäisi luonnonuraanin tarve teoriassa noin 63000 tonniin, kun nopeiden reaktoreiden MOX-polttoaineen uraanina hyödynnettäisiin uraanin rikastuksesta saatavaa köyhdytet- tyä uraania.

Kuvassa 3 on myös arvioitu Talvivaaran ja Soklin kaivoksilta saatavaa luonnonuraanin määrää. Talvivaaran kaivoksen on oletettu aloittavan uraanintuotannon vuonna 2012 ja tuottavan vuosittain noin 425 tonnia (keskiarvo 350-500 tonnin vuosituotannosta) sul- kemisvuoteen 2054 asti. Näin kokonaistuotanto olisi 18,275 tuhatta tonnia, joka riittäisi kattamaan noin 36 % kaivoksen sulkemisajankohtaan mennessä tarvitusta luonnonuraa-

(21)

nin määrästä. Soklin kaivoksen on oletettu aloittavan uraanin tuotannon vuonna 2020 ja tuottavan sitä aina vuoteen 2070 asti. Vuosituotanto on arvioitu varovaisesti uraanipitoi- suuksien perusteella noin kaksi kertaa suuremmaksi Talvivaaraan verrattuna eli noin 1000 t/a. Näin ollen vuoteen 2070 mennessä kokonaistuotannon määrä olisi noin 50 tuhatta tonnia, joka riittäisi kattamaan noin 75 % kaivoksen sulkemisajankohtaan mennes- sä tarvitusta uraanista. Yhteenlaskettuna Talvivaaran ja Soklin uraanintuotanto riittäisi kattamaan version yksi tapauksessa uraanin tarpeen vuoteen 2070 asti, version kaksi tapauksessa vuoteen 2089 asti ja version kolme tapauksessa vuoteen 2106 asti.

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000

2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110 2120 2130 2140 2150

Vuosi

Luonnonuraani [t]

Versio1 Versio2 Versio3

Talvivaara Sokli

Kuva 3. Arvioitu luonnonuraanin kulutus Suomen ydinsähkön tuotannossa. Tarve on arvioitu eri tulevai- suuden versioille ja lisäksi kuvaan on arvioitu Talvivaaran ja Soklin kaivoksilta saatavan luonnonuraanin määrä.

Kuvassa 4 on esitetty syntyvän käytetyn polttoaineen määrä eri versioilla Suomen ydin- sähkön tuotannossa. MOX-polttoaineen käytöllä ei ole vaikutusta käytetyn polttoaineen määrään, koska sillä korvataan reaktorista sama määrä UO2-polttoainetta, jota muuten käytettäisiin. Vuoteen 2010 mennessä kerääntyneen käytetyn polttoaineen määränä on noin 1700 tonnia [Posiva 2009a, 3]. Jatkamalla nykyisellä polttoainekierrolla keräänty- neen käytetyn polttoaineen määrä vuonna 2100 olisi 11900 tonnia ja vuonna 2150 noin 17300 tonnia. Korvaamalla puolet ydinvoimakapasiteetista nopeilla reaktoreilla voitaisiin kerääntyneen käytetyn polttoaineen määrää vähentää vuoteen 2100 mennessä noin

(22)

11200 tonniin ja vuoteen 2150 mennessä 14900 tonniin. Korvaamalla kaikki termiset reaktorit nopeilla vuosien 2074-2090 välillä (kuvassa 4 versio neljä) vähentäisi kerään- tyneen käytetyn polttoaineen määrää vuoteen 2100 mennessä 10800 tonniin ja vuoteen 2150 mennessä 12700 tonniin.

Voimassa olevien periaatepäätösten mukaisesti Olkiluodon loppusijoitustiloihin on tällä hetkellä lupa loppusijoittaa 9000 tonnia käytettyä polttoainetta [Valtioneuvosto 2010d, 8]. Kuvan mukaan se riittäisi kattamaan noin vuoteen 2075 mennessä syntyneen käyte- tyn polttoaineen määrän. Lisäksi Posiva haki hyväksyttävää periaatepäätöstä myös LO3-yksikön polttoaineelle, joka olisi nostanut Olkiluotoon loppusijoitettavan käytetyn polttoaineen sallituksi määräksi 12000 tonnia. Tämä kapasiteetti riittäisi kattamaan vuoteen 2101 mennessä syntyneen käytetyn polttoaineen määrän, jos käytetty polttoaine loppusijoitettaisiin suoraan ilman jälleenkäsittelyä.

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000

2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110 2120 2130 2140 2150

Vuosi

Syntyvä käytetty polttoaine [tHM]

Versio1 Versio2 Versio3 Versio 4

Kuva 4.Syntyvän käytetyn polttoaineen määrä Suomen ydinsähkön tuotannossa. Versio neljä kuvaa tässä tapauksessa tilannetta, jossa kaikki vuosina 2074-2090 rakennettavat voimalaitosyksiköt ovat nopeita reaktoreita.

Kuvassa 5 on esitetty loppusijoitettavan käytetyn polttoaineen sekä korkea-aktiivisen jätteen määrät tilavuuksina ajan suhteen. Kokonaisina polttoaine-elementteinä loppusijoitettavan käytetyn polttoaineen tilavuutena on käytetty 2 m³/t, kun taas korkea- aktiivisen jätteen tapauksessa yhden 51,15 kg fissiotuotteita ja sivuaktinideja sisältävän

(23)

jätekanisterin tilavuutena on käytetty 0,18 m³ [NEA 2002, 214]. Kuvasta nähdään, että jatkamalla nykyisellä polttoainekierrolla vuoteen 2100 mennessä kerääntyneen käytetyn polttoaineen tarvitsema tilavuus on noin 23800 m³ ja vuoteen mennessä 34700 m³. Jos syntyvä käytetty polttoaine jälleenkäsitellään vuodesta 2030 eteenpäin, voidaan loppusijoitettavan jätteen tilavuutta merkittävästi pienentää. Vuoteen 2100 kertyneen loppusijoitettavan jätteen tilavuus olisi jälleenkäsittelyn tapauksessa 9100 m³, joka olisi vain noin 38 % siitä tilavuudesta mikä tarvitaan kokonaisten polttoaine-elementtien loppusi- joittamiseen. Vuoteen 2150 mennessä loppusijoitettava tilavuus olisi 10200 m³, mikä on 29 % kokonaisina loppusijoitettavien polttoaine-elementtien tilavuudesta.

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000

2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110 2120 2130 2140 2150

Aika Loppusijoitettava käytetty polttoaine sekä korkea- aktiivinen jäte [m3]

Kuva 5. Loppusijoitettavan käytetyn polttoaineen ja korkea-aktiivisen jätteen määrät tilavuutena.

Loppusijoitustilan tilavuuteen vaikuttaa kuitenkin muutkin syyt kuin vain jätteen tilavuus. Yksi merkittävä seikka on loppusijoitettavan jätteen jälkilämmön määrä. Jälki- lämpö määrää kuinka tiheään loppusijoituskapseleita voidaan kallioon sijoittaa, jotta kallion lämpötila ei nousisi liian suureksi. Käytetyn polttoaineen jälkilämmöntuotto riippuu osaksi loppusijoitettavan polttoaineen palamasta. [Marshall 1983, 319-320], [Ikonen 2005, 34] Ikonen on tarkastellut raporteissaan [Ikonen 2003a], [Ikonen 2003b], [Ikonen 2005] ja [Ikonen 2009] tarkemmin jälkilämmön vaikutusta loppusijoituskapse- leiden tiheyteen erityisesti Olkiluodon loppusijoitustilan tapauksessa.

(24)

Kuvassa 6 on edelleen esitetty tarvittava rikastustyön määrä eri vuosina. Tarvittava ri- kastustyö pysyy eri versioissa suurin piirtein samana vuoteen 2030 asti, kunnes UO2- polttoainetta aletaan korvata versioissa kaksi ja kolme MOX-polttoaineella. Versiossa kolme tarvittava rikastustyön määrä putoaa edelleen nopeiden reaktoreiden käyttöön- oton myötä vuosina 2074 ja 2080. Piikit kuvassa 6 johtuu uuden reaktorin alkulatauk- sesta, jolloin sydämen kaikki polttoaineet ladataan tuoreina.

0 500 1000 1500 2000 2500

2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110 2120 2130 2140 2150

Aika

Tarvittava rikastustyön määrä [tSWU]

Kuva 6. Tarvittava rikastustyön määrä polttoaineen valmistuksessa vuotta kohti Suomen eri polttoaine- kiertoversioissa.

Kuvassa 7 on esitetty rikastuksessa syntyvän köyhdytetyn uraanin määrä eri versioissa, joka seuraa tarvittavan rikastustyön määrää. UO2-polttoaineen korvaaminen MOX- polttoaineella termisissä reaktoreissa sekä siirtyminen MOX-polttoainetta käyttäviin nopeisiin reaktoreihin vähentävät köyhdytetyn uraanin määrän kasvua, kun MOX- polttoaineen uraanina käytetään köyhdytetyn uraanin varastoja.

Kuvassa 8 on esitetty jälleenkäsittelyssä syntyvän jälleenkäsitellyn uraanin määrät eri versioissa. Versiossa yksi käytetyn polttoaineen uraani loppusijoitetaan suoraan polttoaine-elementtien mukana, joten jäälleenkäsiteltyä uraania ei tarvitse erikseen varastoida.

Versioissa kaksi ja kolme jälleenkäsittelyssä erotetun uraanin määrä lisääntyy tasaisesti

(25)

vuoden 2030 jälkeen. Ottamalla nopeat reaktorit käyttöön version kolme tapauksessa vuosina 2074 ja 2080 voidaan jälleenkäsitellyn uraanin varastoimistarvetta vähentää.

Versiossa yksi ei käytetä MOX-polttoainetta, joten polttoaineen valmistuksessa ei myöskään tarvita plutoniumia. Versioissa kaksi ja kolme plutoniumia tarvitaan vuodesta 2030 eteenpäin, kun kolmannes kevytvesireaktoreiden polttoaineesta korvataan MOX- polttoaineella. Vuosittain polttoaineen jälleenkäsittelystä talteen saatava plutonium ei riitä kattamaan vuosittaista MOX-polttoaineen valmistuksessa tarvittavaa plutoniumin määrää, joten polttoainekiertoon täytyy saada plutoniumia jostain muualta. Kuvasta 9 nähdään, että plutoniumin kulutus lähtee jyrkästi liikkeelle vuodesta 2030, mutta tasoit- tuu hieman vuodesta 2037 eteenpäin, kun ensimmäiset polttoaine-elementin ovat jääh- dytyksen jälkeen jälleenkäsitelty. Plutoniumin tarve lisääntyy entisestään nopeiden reaktoreiden käyttöönoton myötä ja vuoteen 2150 mennessä kokonaistarve on ollut yh- teensä jo noin 150 tonnia plutoniumia. Tarvittava plutonium polttoainekiertoon voidaan saada esimerkiksi ydinaseista tai hyötöreaktorien tuottamasta ylimääräisestä plutoniu- mista. Eräs skenaario voisi esimerkiksi olla, että Suomi kuuluisi johonkin usean maan yhteiseen polttoainekiertoon, jossa tarvittavat polttoainekiertoprosessit on keskitetty ja reaktorikapasiteetti on optimoitu usean valtion kesken. Katkoviivat kuvassa 9 kuvaavat plutoniumin tarvetta, jos käytetyn polttoaineen plutoniumia ei kierrätetä.

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000

2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110 2120 2130 2140 2150

Aika

Köyhdytetyn uraanin määrä [t]

Kuva 7. Uraanin rikastuksessa syntyneen köyhdytetyn uraanin määrä eri polttoainekiertoversioissa.

(26)

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110 2120 2130 2140 2150

Aika

Jälleenkäsitellyn uraanin määrä [t]

Kuva 8. Käytetyn polttoaineen jälleenkäsittelyssä erotetun uraanin määrä Suomen eri polttoainekiertover- sioissa.

-350 -300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50

2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110 2120 2130 2140 2150

Aika

Plutoniumin kulutus [t]

Versio1 Versio2 Versio3 Versio2 (Pu tarve) Versio3 (Pu tarve)

Kuva 9. MOX-polttoaineen valmistuksessa tarvittavan plutoniumin kulutus Suomen eri polttoainekierto- versioissa. Tarvittavasta plutoniumin määrästä on vähennetty käytetyn polttoaineen jälleenkäsittelystä saatava plutonium. Katkoviivat kuvaavat plutoniumin tarvetta tilanteessa missä käytetyn polttoaineen plutoniumia ei hyödynnetä.

(27)

6 TALOUDELLINEN TARKASTELU

Tässä luvussa on tarkoitus arvioida polttoainekierron kustannuksia dynaamisessa tapauksessa, missä reaktorien investointikustannukset ja käyttö- ja kunnossapitokustannukset (k&k) sekä polttoainekiertokustannukset vaihtelevat vuosittain. Vastaavanlaisia las- kelmia on tehty ja laskentametodien käyttöä on esitelty muun muassa lähteissä [De Roo et al. 2009], [Silva 2008] ja [GIF 2007]. Näitä lähteitä on käytetty myös apuna tämän laskelman tekemisessä. Esimerkiksi laskelmissa käytetyt yhtälöt on pääosin otettu GIF:n raportista Cost Estimating Guidelines for Generation IV Nuclear Energy Systems [GIF 2007].

Lähteistä saadut yksikköhinnat on muutettu tätä työtä varten ensin vuoden 2009 dolla- reihin, joista edelleen vuoden 2009 euroihin. Dollarimuunnoksissa on käytetty Yhdys- valtojen työtilastoviraston inflaatiolaskuria [U.S. BLS 2011] ja vuoden 2009 euron ja dollarin suhteena on käytetty kyseisen vuoden keskiarvoa 0,7190 €/$ [ECB 2011]. Yk- sikköhintoina eri prosesseille on käytetty pääosin Yhdysvaltojen energiaministeriön Idahon kansallisen laboratorion (Idaho National Laboratory, INL) raportista Advanced Fuel Cycle Cost Basis [INL 2009] saatuja arvioita.

6.1 Laskentamenetelmät

Eri versioiden kokonaiskustannukset tuotettua sähköenergian määrää kohti on laskettu yhtälön (1) [GIF 2007, 97] avulla. Ydinsähkön kokonaiskustannukset on yhtälössä jaettu reaktorin investointikustannuksiin I, polttoainekierron kustannuksiin PA sekä reakto- rin käytön aikaisiin k&k-kustannuksiinKK. Näille kustannuskomponenteille on laskettu vuosittaiset arvot yli koko tarkasteluajan, jotka on edelleen diskontattu tarkasteluhet- keen. Korkokantana r on kaikissa laskuissa käytetty viittä prosenttia. Vuosittainen eri reaktoreiden yhteenlaskettu sähköenergian määrä Et on kustannuskomponenttien tavoin diskontattu tarkasteluvuoteen. Reaktoreissa tuotetun vuosittaisen sähköenergian määrän oletetaan pysyvän laskelmissa vakiona koko reaktorin eliniän ajan.

(28)

( ) ( )

[ ]

( )

[ ]

∑ ∑

−

+

⋅

+

⋅ +

= + _t

t

t t

kok E r

r KK

PA K I

1

1 (1)

Kkok kustannukset tuotettua sähköenergiaa kohti, [€/MWh]

It investointikustannukset vuonnat, [€]

PAt polttoainekierron kustannukset vuonnat, [€]

KKt voimalaitoksen k&k-kustannukset vuonnat, [€]

Et tuotetun sähköenergian määrä vuonnat, [MWh]

r korkokanta, [-]

t tarkasteltava aika vuosina, [a]

Tarkasteluhetkenä laskelmissa pidetään vuotta 2010 ja tarkasteluaika ulottuu vuodesta 2010 loppusijoituksen osalta jopa vuoteen 2209. Viimeiset kustannuslaskelmissa mukana olevat reaktoriyksiköt ovat OL5-6, FE2 sekä LO4, jotka suljetaan 60 käyttövuoden jälkeen vuosina 2134-2150 (katso liite I). Tämän jälkeen kustannuksia aiheuttaa enää kerääntyneen käytetyn polttoaineen ja korkea-aktiivisen jätteen loppusijoitus. Pitkä tarkasteluaika aiheuttaa väistämättä laskelmiin epävarmuutta, joten laskelmaa on parempi hyödyntää ennemmin suuntaa antavana vertailutuloksena kuin absoluuttisena tuloksena.

Nykyisin toiminnassa olevat reaktorit on jätetty kustannusten ulkopuolelle, koska niiden kustannukset ovat mahdollisesti jo osittain maksettu ja ne pysyvät muuttumattomina kaikissa tarkastelluissa versioissa.

Investointikustannukset

Reaktorin kokonaisinvestointikustannusI_tot sisältää suorat investointikustannuksetI_suorat (eli kustannukset, jotka syntyisivät, jos reaktori rakennettaisiin valmiiksi yhdessä yössä) sekä investoinnista rakennusaikana syntyvät korot Ikorot. Kokonaisinvestointikustannus on laskettu yksinkertaisesti näiden tekijöiden summana (yhtälö 2).

korot suorat

tot I I

I = + (2)

I_tot kokonaisinvestointikustannukset, [€]

I_suorat suorat investointikustannukset, [€]

I_korot rakennusvaiheesta aiheutuvat korot investoinnille, [€]

(29)

Investoinnin rakennusvaiheen korkojen laskentayhtälö on esitetty alla (yhtälö 3) [GIF 2007, 77]. Kaikille reaktoreille rakennusvaiheen kestoksi on oletettu viisi vuotta, joten käyttöönottovuositko on tässä tapauksessa kuudes vuosi rakentamisen alusta. Vuosittai- nen investoinnin tarveIRt rakennusaikana on määritetty taulukon 2 osuuksien sekä suorien investointikustannuksienIsuorat tulona. Olkiluodon kolmannelle yksikölle on oletettu sama kustannus kuin muille reaktoreille, vaikka todellisuudessa reaktorin rakentaminen on viivästynyt ja kustannukset ovat kasvaneet.

[ ( ) ]

∑

⁼

=

− − +

⋅

=^t ^t^ko ^ko

t

t t t

korot IR r

I

1

1 (3)

I_korot investoinnista rakennusaikana kerääntyvät korot, [€]

IR_t vuosittainen investoinnin tarve rakennusaikana, [€]

r korkokanta, [-]

tko reaktorin käyttöönottovuosi rakentamisen alusta, [-]

t rakennusvuosi, [-]

Taulukko 2. Investointikustannusten jakautuminen rakennusvuosille. [IEA/NEA 2005, 43]

Rakennusaika 1. vuosi 2. vuosi 3. vuosi 4. vuosi 5. vuosi

Osuus investoinnista 10 % 22 % 28 % 20 % 20 %

Kokonaisinvestointikustannukset on edelleen jaettu vuosittaisiksi investointikustannuk- siksi reaktorien koko käyttöajalle yhtälön (4) [GIF 2007, 80] avulla.

( )

^L

tot

t r

I r

I ₋

+

⋅ −

= 1 1 (4)

L reaktorin kaupallinen pitoaika vuosissa, [a]

Taulukossa 3 on esitetty laskennassa käytetyt suorat investointikustannukset termiselle ja nopealle reaktorille. Termisen reaktorin suorat investointikustannuksena on käytetty IEA/NEA:n raportissa [2005, 50] käytettyä arviota Suomeen rakennettavan reaktorin

(30)

suorista investointikustannuksista. Nopean reaktorin suorien investointikustannuksien on oletettu olevan noin 20 % suuremmat. Tämä arvio perustuu De Roon et al. [2009, 45-46] raporttiin, jossa oli vertailtu eri laskelmissa käytettyjä nopeiden reaktoreiden kustannusarvioita.

Taulukko 3. Termisen ja nopean reaktorin suorat investointikustannukset sekä kiinteät ja muuttuvat k&k-

kustannukset vuoden 2009 euroissa.^a[IEA/NEA 2005, 50],^b[INL 2009],^c[De Roo et al. 2009, 45-46]

Kustannuskomponentti Yksikkö Kustannus

Kevytvesireaktori

Suorat investointikustannukset Kiinteät k&k-kustannukset Muuttuvat k&k-kustannukset

[€/kW_e] [€/kWe-a]

[€/kWhe]

1657^a 48^b 0,0013^b Nopea reaktori

Suorat investointikustannukset Kiinteät k&k-kustannukset Muuttuvat k&k-kustannukset

[€/kW_e] [€/kWe-a]

[€/kWhe]

2000^c 50^b 0,0014^b

Reaktorin k&k-kustannukset

Reaktorin vuosittaiset k&k-kustannuksetKKt on määritetty yhtälön (5) avulla. Reaktori- en k&k-kustannukset on tavallisesti ilmoitettu kiinteinä reaktorin tehon mukaan mää- räytyvinä sekä muuttuvina sähkön tuotannon mukaan määräytyvinä vuosittaisina kustannuksina. Edellä kuitenkin oletettiin, että reaktorien tuottama sähköenergian määrä pysyy tarkasteltavassa tapauksessa muuttumattomana eri vuosina, joten myös muuttuvat k&k-kustannukset pysyvät näin ollen kiinteinä vuosittaisina kustannuksina.

t m t

k

t KK P KK E

KK = ⋅ + ⋅ (5)

KK_k kiinteät k&k-kustannukset, [€/kW_e] KK_m muuttuvat k&k-kustannukset, [€/kWh_e] P_t reaktorin sähköteho vuonnat, [kW_e]

Sekä termisten että nopeiden reaktoreiden k&k-kustannuksina on tässä työssä käytetty INL:n arvoja, joihin sisältyy reaktorin käytöstä poiston kustannukset (taulukko 3). Tä-

(31)

män vuoksi käytöstä poiston kustannuksien erillistä arviointia ei ole tehty. INL:n arvio on lisäksi hyvin samansuuruinen verrattuna IEA/NEA:n [2005, 44] käyttämään arvioon (noin 49 €/kWe), joka erityisesti kuvaa Suomessa käytettävän reaktorin k&k- kustannuksia. De Roo et al. [2009, 19] arvioivat työssään nopean reaktorin k&k- kustannukset investointikustannuksien tavoin 20 % suuremmiksi, kun käytetyillä INL:n arvoilla ero on vain 4-5 %.

Polttoainekustannukset

Polttoainekustannuksien laskennassa on käytetty apuna edellä luvussa 5 esitettyjä NFCSS:llä laskettuja vuosittaisia polttoainekierron massavirtoja. Massavirtojen ja eri prosessien yksikköhintojen avulla kullekin prosessille on määritetty vuosittainen kustannus, joista edelleen on määritetty vuosittainen polttoainekustannus PA_t yhtälön (6) [GIF 2007, 83] avulla.

( ) ( )

[ ]

∑

^⋅

=

i

i i

t M t H t

PA (6)

M_i(t) polttoainekiertoprosessin i käsittelemä materiaalivirta vuonna t, [kg/a], [SWU/a]

H_i(t) polttoainekiertoprosessin i yksikköhinta vuonnat, [€/kg], [€/SWU]

Ajallisesti polttoainekierron läpikäyminen vaatii useita vuosia. Taulukossa 4 on esitetty eri polttoainekiertoprosesseille laskennassa käytetyt muutosajat (ahead time), jotka il- maisevat missä vaiheessa kukin polttoainekiertoprosessi tapahtuu suhteessa polttoaineen energiantuottoon reaktorissa. Polttoainekierron alkuosan muutosajat on laskettu hetkes- tä, jolloin tuore polttoaine syötetään reaktoriin, ja polttoainekierron loppuosan muutosajat hetkestä, jolloin käytetty polttoaine poistetaan reaktorista. Esimerkiksi uraanin han- kinnan on oletettu tapahtuvan kaksi vuotta ennen kuin tästä uraanista valmistettu tuore polttoaine syötetään reaktoriin. Käytettyä polttoainetta taas säilytetään viisi vuotta reak- torirakennuksen jäähdytysaltaassa, ennen kuin se siirretään pitkäaikaisvarastointiin eril- liseen varastoon.

(32)

Taulukko 4. Eri polttoainekiertoprosessien muutosajat. Polttoaineen valmistusprosessien ajat on laskettu valmiin polttoaineen käyttöön otosta ja käytetyn polttoaineen käsittelyprosessit polttoaineen reaktorista poiston ajankohdasta.

Polttoainekierron alkuosa Muutosajat [a]

Uraanin hankinta +2

Konversio +2

Polttoaineen rikastus +1

Köyhdytetyn uraanin käsittely +1

Polttoaineen valmistus +1

Polttoainekierron loppuosa

Pitkäaikaisvarastointi -5

Jälleenkäsittely UO2: -6, MOX: -7

Loppusijoitus (HLW ja KPA) -60

Laskennassa käytetyt polttoainekiertoprosessien yksikköhinnat on esitetty taulukossa 5.

Yksikköhintoina on käytetty pääosin INL:n raportista saatuja arvoja. Poikkeuksena on käytetyn polttoaineen loppusijoituksen sekä uraanin ja plutoniumin hankintahinnat.

Käytetyn polttoaineen loppusijoituksen yksikköhintana on käytetty Suomen tilannetta paremmin kuvaavaa Posivan arviota 525 €/kgU [Kukkola et al. 2005, 57], joka on kuitenkin hyvin samansuuruinen kuin INL:n arvioima loppusijoituskustannus (470

€/kgHM) [INL 2009, L-13].

Plutoniumin hinta on laskelmissa määritetty käytetyn polttoaineen jälleenkäsittelykus- tannuksien ja käytetystä polttoaineesta saatavan plutoniummäärän suhteena. Jälleenkäsi- tellystä käytetystä polttoaineesta on kaksi kolmasosaa oletettu olevan kevytvesireaktorin UO2-polttoainetta, jonka plutoniumin osuutena on käytetty NFCSS-ohjelmasta saatua arvoa 1,046 %, ja yksi kolmasosa kevytvesireaktorin MOX-polttoainetta, jonka plutoniumin osuutena on käytetty niin ikään NFCSS-ohjelmasta saatua arvoa 4,319 %.

Näin ollen kilogrammasta käytettyä polttoainetta on oletettu saavan 21,35 grammaa plutoniumia. Kun jälleenkäsittelyn yksikköhintoina käytetään 800 €/t käytetylle UO2- polttoaineelle ja 1600 €/t käytetylle MOX-polttoaineelle, saadaan plutoniumin hinnaksi 49,91 €/g (pyöristetty laskelmissa 50 €/g). Hinnan arvioinnissa ei ole otettu huomioon kuinka useasti plutonium on kierrätetty reaktorissa (fissiilien plutoniumisotooppien

(33)

osuus pienenee), eikä nopeiden reaktoreiden MOX-polttoaineista saatavaa suurempaa plutonium määrää. Saatu arvo on noin kaksi kertaa suurempi kuin Silvonen et al. [2010]

arvioima 25 €/gHM, mutta vain hiukan suurempi kuin Kazachkovskiin et al. [1966, 558] termisille reaktoreille arvioima ~43 €/g (~9 $/g vuoden 1966 dollareissa, mutta muutettu vuoden 2009 euroihin).

Taulukko 5. Ydinpolttoainekierron eri kustannuskomponenttien yksikköhinnat. SNF = käytetty polttoai- ne, MA = sivuaktinidit, HLW = korkea-aktiivinen jäte. [INL 2009]

Prosessi Yksiköt Nimellinen

yksikköhinta

Luonnonuraani [€/kgU] 50

Konversio [€/kgU] 7

Rikastus [€/kgSWU] 80

Polttoaineen valmistus - LWR-UO2

- LWR-MOX

- FR-MOX

[€/kgU]

190 2400 3000

DepU käsittely [€/kgU] 8

Polttoaineen jälleenkäsittely - UO2

- MOX

[€/kg]

810 1600 Varastointi ja kunnostus

- SNF

- HLW

[€/kgHM]

[€/kg]*

90 3600 Loppusijoitus

- SNF

- HLW

[€/kgHM]

[€/kg]*

525**

3900

* Yksikkö tarkoittaa loppusijoitettavien fissiotuotteiden määrää kilogrammoissa.

** Arvo saatu muista poiketen lähteestä [Kukkola et al. 2005, 57]

Uraanin hankintahintana on poikkeuksena muihin käytetty ajan suhteen muuttuvaa arvoa. Kuvassa 10 on esitetty kolme erilaista uraanin hankintahinnan kehitystä kuvaavaa käyrää. Vakiohinnan tapauksessa uraanin hankintahinta pysyy vakiona 50 €/kg:ssa koko

(34)

tarkastelujakson ajan. Vaimeassa ja voimakkaassa nousussa uraanin hankintahinnan oletetaan nousevan eksponentiaalisesti koko tarkastelujakson ajan. Vaimeassa nousussa uraanin hankintahinnan oletetaan nousevan eksponentiaalisesti 200 €/kg vuoteen 2150 mennessä ja voimakkaassa nousussa 400 €/kg vuoteen 2150 mennessä.

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110 2120 2130 2140 2150

Aika

Uraanin hankintahinta [€/kg]

Voimakas nousu Vaimea nousu Vakiohinta

Kuva 10. Uraanin hankintahinnan muutos ajan suhteen.

6.2 Tulokset

Kuvassa 11 on esitetty ydinvoimalla tuotetun sähkön kokonaiskustannukset kullekin eri versiolle erilaisilla uraanin hintakehityksillä. Kuvasta nähdään, että investoinnin sekä k&k-kustannuksien ero eri versioiden välillä ei ole merkittävä. Versiossa kolme, jossa noin 50 % Suomen voimalaitoskapasiteetista muutetaan tuotettavaksi nopeilla reaktoreilla vuosina 2074 ja 2080, on investointi- ja k&k-kustannuksien määrä vähän versioita yksi ja kaksi suurempi, mutta ero jää suhteellisen merkityksettömäksi johtuen osaltaan nopeiden reaktoreiden myöhäisestä käyttöönotosta (diskonttauksen vuoksi). Kustannus- ero eri versioiden välillä syntyykin pääosin polttoainekierron kustannuksien vuoksi, jotka ovat versioilla kaksi ja kolme kuitenkin selvästi versiota yksi suuremmat.